TEMA IV Y V ESTADÍSTICA DEL PARQUE EÓLICO

1. Electiva II
Sistemas de conversión de Energía Eólica
Tema 4 y 5
Caracterización energética del viento: potencial eólico
Aspectos económicos y medios ambientales

2. Tema 4. Caracterización energética del viento: potencial eólico.
 Ley de distribución de Weibull de la velocidad del viento.
 Ley de Rayleigh.
 Métodos para la determinación de los parámetros de Weibull.
 Variación de las características y velocidad del viento con la altura.
 Variación de los parámetros de Weibull con la altura.
 Influencia del relieve del terreno y obstáculos.
 Potencia eólica disponible: potencial eólico
 Variación del potencial eólico con la altura respecto al suelo
 Densidad de energía eólica disponible
 Evaluación de recursos energéticos eólicos
Tema 5. Aspectos económicos y medios ambientales
 Análisis económico de la energía eólica
 Análisis económico de parque eólico
 Costo de la energía eólica
 Rentabilidad de los sistemas eólicos (VAN, TIR, Costo-beneficio)
 Regulaciones venezolanas e internacionales sobre los parques eólicos y sistemas aislados.
 Indicadores ambientales.

3.  Para evaluar la viabilidad del uso del viento
como fuente de energía es necesario conocer las
características del mismo
 Dada su variabilidad y aleatoriedad se deben
realizar mediciones y aplicar técnicas
estadísticas para su análisis

4. Aspectos que intervienen en la
caracterización del viento
 Procedimiento de toma de datos: variables a medir,
procedimiento de medición, frecuencia de la toma
de mediciones, periodos de promedio, etc
 Técnica de medición: aparatos de medición,
instalación de los instrumentos, etc.
 Métodos de tratamiento de datos: técnicas
estadísticas, forma de presentación, distribuciones
de probabilidad, etc.

5. Relación entre unidades de
medida de la velocidad
Nudo m/s km/h
1,000 0,515 1,853
1,943 1,000 3,600
0,540 0,278 1,000

6. Fuentes de las mediciones
 Mediciones provenientes de estaciones
anemométricas
 Se utilizan grandes mástiles anemométricos entre
50 y 100 metros de altura, que alcancen e incluso
superen la altura del buje. En estos mástiles, se
instalan anemómetros y veletas en las distintas
alturas donde se desee medir el viento, y sus
mediciones se almacenan en un registrador de
datos, con memoria suficiente para conservar la
información recogida durante muchos días, hasta
su recogida por, o transmisión a, los destinatarios
definitivos.

7.  Se instalan las estaciones anemométricas
específicamente en la zona de estudio que miden los
parámetros del viento en intervalos más pequeños (5-10
min.) y durante 1 o 2 años en caso de que no existan
estaciones meteorológicas

8.  Las estaciones meteorológicas no siempre están
localizadas en los lugares de mayor viento (costas
y zonas montañosas generalmente), el
equipamiento empleado no es el apropiado para
los estudios energéticos y las estaciones
meteorológicas por lo general presentan
numerosos obstáculos alrededor de las mismas
(edificaciones, árboles, etc), lo que perturba la
medición del viento.
Limitaciones de las mediciones
meteorológicas

9.  Las estaciones meteorológicas miden los parámetros a
10 m de altura por lo que se requieren extrapolarlas a la
altura de la torre del aerogenerador
z
v
0
10 m vs

10. Periodo de medición y promedio
 El periodo de medición no debe sobrepasar los 1 o 2
segundos, la frecuencia de muestreo cada 10
segundos y tomar intervalos de promedio cada 10
minutos.
 El valor resultante de promediar los n valores
instantáneos de velocidad se le conoce como viento
medio o viento estacionario (velocidad
estacionaria)

11. Tratamiento estadístico
 Cuando se dispone de un conjunto de N valores de la
velocidad (V1 ….Vk) que se presentan ( n1
……. nk) veces
respectivamente cada uno de ellos, el tratamiento
estadístico se realiza siguiendo los siguientes pasos:
 Agrupación y distribución de los datos en clases o
categorías, determinando la frecuencia de la clase
Cada clase se define por un limite superior y otro inferior
constituyéndose así el intervalo de clase y su punto
medio la marca de clase
 Ejemplo de lo que es una clase
 Clase V = 0,5 – 1,5 m/s
 Marca- V = 1,0 m/s

12.  El número de clases depende del número de datos
 Nc
= 1 + 3,3 log10 (N)
Número de
datos N
Menos de 50 50-100 100-250 Más de
250
Número de
clases
Nc
5-7 6-10 7-12 10-20
 Elaboración de una tabla que incluya las clases o
categorías y frecuencias
 Se calculan las frecuencias relativas, frecuencias
acumuladas.

13. Distribución de frecuencia relativas de
velocidades del viento.
velocidad (m/s) frecuencia (%) Numero de horas al año
0-1 2,8 245
1-2 7,6 666
2-3 11,7 1025
3-4 10,4 1226
4-5 10,3 902
5-6 12,9 1130
6-7 8,7 762
7-8 7,3 640
8-9 8,7 762
9-10 5,4 473
10-11 4,5 394
11-12 4 350
12-13 2,7 236
13-14 1,5 131
14-15 0,7 61
15-16 0,5 44
Entrega a cada equipo
de los datos
correspondientes para
su calculo

14. Histograma de velocidades
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
0
3
6
9
12
15
Valores medidos en el lugar
velocidad de viento (m/s)
Frecuencias

15. Distribuciones analíticas de
velocidades.
 Las expresiones analíticas más usadas para
representar la distribución de probabilidades
de velocidades del viento p(v), por su similitud
con las distribuciones reales (histograma de
mediciones), son la Distribución de Weibull y
la Distribución de Rayleigh

16. Ley de distribución de
Weibull
La Ley de distribución de Weibull, se ha demostrado a través
de lo años que ésta se ajusta bastante bien a una distribución de
la función de densidad de probabilidad de Weibull. Cuya
formula es:
𝑝 𝑣 =
𝑘
𝑐
𝑣
𝑐
𝑘−1
𝑒
−
𝑣
𝑐
𝑘
En donde:
v: es la velocidad del viento en (m/s)
p(v): es la función de densidad de probabilidad de Weibull
c: es el factor de escala en (m/s), valor que suele ser próximo a la
velocidad media
k: es factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la
función de probabilidad

17. Distribución de Weibull superpuesta con
las mediciones del lugar.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
0
0.04
0.08
0.12
0.16
0.2
Para k=1.96 y c=6.96
Valores medidos en el lugar

18. Ley de distribución de Weibull
Función de densidad de probabilidad de Weibull para la velocidad del
viento.
v (m/s)
p(v)

19. Función de densidad de probabilidad
de Weibull
 Algunas propiedades interesantes de la función de Weibull
que se emplean para caracterizar el potencial eólico
 
k
x
c
v
x e
v
v
P









Probabilidad de velocidades de viento mayores o iguales a
cierto valor (ejemplo):
Encontrar el % de tiempo con velocidades de
viento  5 m/s, en un determinado mes de 30
días. Los factores de Weibull son k=2.32
(adim) y c= 5.87 m/s
Respuesta:
  5020
.
0
5
32
.
2
87
.
5
5










e
v
P
Es decir el 50.20% del tiempo v  5
m/s o bien 361.44 horas

20.  
k
x
c
v
x e
v
v
P









 1
Probabilidad de velocidades de viento menores o iguales a
cierto valor:
 
k
x
c
v
x e
v
v
P









 1
(ejemplo):
Encontrar el % de tiempo con velocidades de
viento  5 m/s, en un determinado mes de 30
días. Los factores de la f.d.p. de Weibull son
k=2.32 (adim) y c= 5.87 m/s
Respuesta:
  498
.
0
1
5
32
.
2
87
.
5
5











e
v
P Es decir el 49.80% del tiempo v  5
m/s o bien 358.56 horas

21.  
k
y
k
x
c
v
c
v
y
x e
e
v
v
v
P


















Probabilidad de velocidades de viento dentro de un cierto
rango:
 
k
y
k
x
c
v
c
v
y
x e
e
v
v
v
P


















(ejemplo)
Encontrar el % de tiempo con velocidades de
viento  5 m/s y  25 m/s, en un determinado
mes de 30 días. Los factores de la f.d.p. de
Weibull son k=2.32 (adim) y c= 5.87 m/s
Respuesta:
  5020
.
0
25
5
32
.
2
32
.
2
87
.
5
25
87
.
5
5



















e
e
v
P
Es decir el 50.20% del
tiempo 5 m/s  v  25 m/s o
bien 361.44 horas

22. Ley de Rayleigh
Es un caso particular de la Ley Weibull, cuando el parámetro
de forma k, es igual a 2. Quedando la función densidad de
probabilidad de la forma
𝑝 𝑣 =
𝜋
2
𝑣
𝑣 2
𝑒
−
𝜋
4
𝑣
𝑣
2
En donde:
v: es la velocidad del viento en (m/s)
p(v): es la función de densidad de probabilidad de Weibull
<v>: velocidad media del viento

23. Depende de los datos disponibles
Método para la determinación de los parámetros de
Weibull
Se conocen las velocidades horarias para un año
1. Caso
Se conoce la velocidad media <v> y las desviación estándar típica
σ
2. Caso
Se conoce la velocidad media <v> y la mediana v
La determinación de los parámetros de Weibull (c,k)
Se conoce únicamente la velocidad media anual <v>
4. Caso
3. Caso

24. Se conocen las velocidades horarias para un año
1. Caso
Los parámetros de «c» y «k» se pueden determinar a partir de:
Ajuste de mínimos cuadrados
𝑷𝒊 𝒗 ≤ 𝑽 = 𝒑 𝒗 𝒅𝒗 = 𝟏 − 𝒆
−
𝑽
𝒄
𝒌
𝑽
𝟎
El ajuste por mínimo cuadrados se hace a través de la ecuación de la
recta y=a+bxi
𝒙 = 𝐥𝐧 𝒗
𝒚 = 𝐥𝐧 − 𝐥𝐧 𝟏 − 𝒑𝒊
Calculando los valores de A y B, los parámetros de Weibull se
obtienen según
𝒌 = 𝒃 𝒚 𝒄 = 𝒆
−
𝒂
𝒃

25. velocidad (m/s) frecuencia (%)Numero de horas al año
0-1 2,8 245
1-2 7,6 666
2-3 11,7 1025
3-4 10,4 1226
4-5 10,3 902
5-6 12,9 1130
6-7 8,7 762
7-8 7,3 640
8-9 8,7 762
9-10 5,4 473
10-11 4,5 394
11-12 4 350
12-13 2,7 236
13-14 1,5 131
14-15 0,7 61
15-16 0,5 44
Distribución de frecuencia relativas de velocidades del
viento.
Velocidad
en m/s
Pi, Frecuencia
acumulada
menor que
1-2 0,028
2-3 0,104
3-4 0,221
4-5 0,325
5-6 0,428
6-7 0,515
7-8 1,245
8-9 1,332
9-10 1,386
10-11 1,431
11-12 1,471
12-13 1,498
13-14 1,525
14-15 1,579
15-16 1,606

26. 


















k
i
i
i
c
v
v
v
P
P exp
1
)
(
 
  i
i v
k
c
k
P ln
ln
1
ln
ln 






 
 
i
i P
y 

 1
ln
ln i
i v
x ln

i
i bx
a
y 

c
k
a ln


k
b 

27.  El método se puede aplicar con el conjunto de datos (xi,
yi), determinar la recta que mejor se ajuste a este
conjunto por el método de los mínimos cuadrados, y de
esta forma obtener la pendiente (b) y el intercepto (a).
 Con estos valores queda determinado k = b y despejando,
c= exp(-a/b)
Ejemplo
 Sean
 b = 1,86
 a = - 3,5
 K = b = 1,82
 C = exp (-a/b) = 4,47
i
i bx
a
y 


28. Se conoce la velocidad media <v> y las desviación estándar típica σ
2. Caso
Existen tres formas de resolver este problema
𝝈
𝒗
=
𝚪 𝟏 +
𝟐
𝒌
𝚪𝟐 𝟏 +
𝟏
𝒌
− 𝟏
𝟏 𝟐
Índice de variabilidad (desviación estándar/velocidad media)
𝒗
𝒄
= 𝚪 𝟏 +
𝟏
𝒌
Velocidad media/ parámetro c
1. forma

29. Interpolar el valor de k, de la siguiente tabla con respecto a la relación σ/ <v>
Velocidad media/ parámetro c
2. forma
𝒗
𝒄
= 𝚪 𝟏 +
𝟏
𝒌

30. Se conoce la velocidad media <v> y las desviación estándar típica σ
2. Caso
Utilizar las siguientes ecuaciones aproximadas para el cálculo de k
𝒗
𝒄
= 𝚪 𝟏 +
𝟏
𝒌
Velocidad media/ parámetro c
3. forma
𝒌 = 𝟎, 𝟗𝟕𝟗𝟏
𝒗
𝝈
𝟏,𝟏𝟎𝟓𝟖
≈ 𝟎, 𝟗𝟖
𝒗
𝝈
𝟏,𝟏𝟏

31. Se conoce la velocidad media <v> y las desviación estándar típica σ
3. Caso
Se determina la relación velocidad media y la mediana, resolviendo la
siguiente ecuación o por interpolación en la tabla anterior se puede calcular
el parámetro k, con este valor de k, se pude determinar c. Este método no es
muy preciso debido a que pueden existir diferencia entre la mediana de la
distribución real de velocidades con respecto a la distribución de Weibull.
Velocidad media/ parámetro c
Relación entre la mediana y la media
𝒗
𝒄
= 𝚪 𝟏 +
𝟏
𝒌
𝒗
𝒗
=
𝐥𝐧 𝟐 𝟏 𝒌
𝚪 𝟏 +
𝟏
𝒌

32. Se conoce únicamente la velocidad media anual <v>
4. Caso
Justus ha establecido unas relaciones que permiten estimar el valor del
parámetro k, en función de la velocidad media anual. Valida para
velocidades media anual a 10 metros sobre el nivel del suelo.
Varianza grande
Varianza mediana
Varianza pequeña 𝒌 = 𝟏, 𝟎𝟓 𝒗𝟏𝟎
𝒌 = 𝟎, 𝟗𝟒 𝒗𝟏𝟎
𝒌 = 𝟎, 𝟕𝟑 𝒗𝟏𝟎





 


k
V
c m
1
1

33. Velocidad media
 donde  representa la función Gamma










k
c
v
1
1
Desviación standard



























k
k
c
1
1
2
1 2
2
2


34. Factor patrón de energía o factor
cúbico:


















k
k
v
v
FPE
1
1
3
1
3
3
3
3
___
2
1
v
A
Pd
Pd


 
FPE
v
A
Pd




3
2
1

El factor de energía o de irregularidad se define como la relación entre la
potencia media calculada promediando las distintas potencias instantáneas y
la potencia que corresponde a la velocidad media viento
Densidad de Potencia eólica disponible: máxima
potencia que extracción del viento si se
convirtiera toda su energía cinética en energía útil
Densidad de Potencia eólica media disponible:
(x) = 3.06 - 4.362 x + 3.273 x2 – 1.193 x3 + 0.168 x4

35. Ejemplo
 En un sitio donde sólo se conoce que la velocidad media
anual del viento es de 4 m/s, se desea instalar un molino
de viento que como promedio entrega diariamente 6
m3/día. Se conoce además que el molino comienza a
bombear a una velocidad del viento de 3 m/s y se detiene
automáticamente cuando la velocidad del viento
alcanza 10 m/s. Determinar el volumen de agua en m3
que pudiera bombearse en un año.

36. Velocidad en
m/s
Probabilidad
para Vm = 4 m/s
3 0,189
4 0,179
5 0,1439
6 0,1006
7 0,062
8 0,0339
9 0,0166
10 0,0272
Prob. Acum.= 0.189 + 0.179 +
0.1439 + 0.1006 +
0.062 + 0.0339 +
0.0166 +0.0072
= 0.7322
 El número de horas al año
que trabajaría el molino
sería de: 0.7322 x 8760 =
6414 horas
que equivalen a 267 días. El
volumen de agua
bombeado resulta: 267 x 6
m3/día = 1603 m3 de agua
al año, aproximadamente.

37. Ejemplo
 En un determinado lugar, para una altura de 50 m
sobre el suelo, se conocen los siguientes datos:
 Velocidad media anual = 7,1 m/s
 Parámetros de la distribución de Weibull: k = 2,45 y
c = 8,0 m/s
Calcular:
1. La densidad de potencia eólica disponible a 50 m
2. Potencia eólica disponible para un aerogenerador
de 52 m diámetro cuyo centro de giro se sitúe a
50 m

38.  Solución del inciso 1
FPE
v
A
Pd




3
2
1



















k
k
v
v
FPE
1
1
3
1
3
3
3
 (x) = 3.06 - 4.362 x + 3.273 x2 – 1.193 x3 + 0.168 x4
 x = 1 + 3/k = 1 + 3/2,45 = 2,22
 x = 1 + 1/k = 1 + 1/2,45 = 1,40
 El valor de FPE resulta igual a 1,60
 Pd/A = 0,5 x 1,2 x 1,60 x 7,13
 Pd /A = 352 W/m2

39.  Solución del inciso 2
El área de barrido del rotor de radio 26 m es
A = 3.1416 x 262 = 8 495 m2
 Pd = 352 x 8 495 = 2 990 200 W
 Pd = 2 990 W

40. Escala del potencial eólico para valores
medio anuales a 10 m de altura
V, m/s Densidad de potencia
W/m2
Menor de 5 0 - 200 Muy pobre
5.0 – 5.6 200 – 300 Pobre
5.6 – 6.2 300 - 400 Marginal
6.2 – 6.8 400 - 500 Moderado
6.8 – 7.5 500 -600 Bueno
7.5 – 8.2 600 - 800 Excelente
Más de 8,2 Más de 800 Excepcional

41. Situaciones que se presentan cuando se quiere
evaluar el potencial eólico
 Se han realizado mediciones del viento en el sitio de instalación
durante un período de tiempo reducido
En este caso la solución es extender esas mediciones a unos valores
representativos de las características eólicas del lugar a largo plazo
(extrapolación temporal) para lo que debe contarse las
mediciones de varios años en una estación de referencia.

42.  Se utilizan varios métodos para correlacionar los
datos medidos en un lugar en un corto período de
tiempo(de varios meses a un año) con datos de
varios años de una estación de referencia
Método proporcional
 es el valor medio a largo plazo en el sitio de medición.
 es el valor medio para el período de mediciones en sitio.
 es el valor medio correspondiente al mismo corto período de
mediciones, en la estación de referencia.
 es el valor medio correspondiente a un largo período de
tiempo (más de 5 años) en la estación de referencia.
c
v
1
v
o
v
v










o
c
v
v
v
v 1










o
c
c
c
c
c 1

43. Método aditivo
 
o
c v
v
v
v 

 1
 Para completar la extrapolación temporal hay que estimar
igualmente los valores de k y c a largo plazo.
 La extrapolación del factor de escala c, al ser una medida de
la velocidad media se le da el mismo tratamiento que a la
velocidad (ecuaciones anteriores). En la extrapolación del
factor de forma, k, que como su nombre lo indica es un
reflejo de la forma de la curva de probabilidades, este se
obtiene a partir del valor de c determinado previamente, que
depende precisamente del valor de k.

44.  En cierto lugar se ha instalado una estación
anemométrica para realizar mediciones en un periodo
de un año. Se desean predecir los parámetros: velocidad
media anual a largo plazo e igualmente k y c a largo
plazo en el sitio de estudio.
 Se toma la estación meteorológica mas cercana al lugar
como referencia, de la cual el Atlas Eólico reporta que a
largo plazo la velocidad media es= 4.3 m/s, k = 2.52 y c=
5.4 m/s, todo esto a 10 m de altura. En el mismo año de
medición la estación meteorológica de Nuevitas
registró una velocidad media, =3.1 m/s y Co = 3.9 m/s y
la estación anemométrica reportó una velocidad media
= 4.7 m/s. De la serie de datos de la estación
anemométrica se ha determinado el valor de c a corto
plazo, c1= 5.3 m/s

45. Solución:
 Con los datos que se poseen la extrapolación temporal se puede
realizar tanto por el método proporcional como el aditivo en este
ejemplo se aplicará el primero de los dos.
52
.
6
1
.
3
3
.
4
7
.
4 








c
v 33
.
7
9
.
3
4
.
5
3
.
5 








c
c
 Teniendo ya el valor de c a largo plazo para el lugar de interés, se
puede calcular k de la forma siguiente:
 Calcular primero:
  889
.
0
33
.
7
52
.
6
/
1
1 












c
c
c
v
k
 Se busca entonces en una tabla de la función (x) el
valor de x, donde x = 1+ 1/k y se despeja k del valor de x.
De esta forma (1+1/k) = 1.37. entonces k=2.7

46.  Se poseen las mediciones del viento durante un período
de varios años en una estación de referencia.
 En este caso la solución se encuentra en extrapolar
esas mediciones al sitio de emplazamiento
(extrapolación horizontal), y a la altura de la
torre (extrapolación vertical), lo que se conoce
como extrapolación espacial
Extrapolación vertical
 La extrapolación vertical comprende la variación vertical de la velocidad
del viento debida fundamentalmente al rozamiento de la corriente de
aire con la superficie terrestre que genera un perfil vertical de la
velocidad del viento que no es constante, sino que en general es
creciente con la altura.

47. Extrapolación horizontal
 La extrapolación horizontal tiene en cuenta los
cambios que ocurren en la velocidad del viento en su
movimiento paralelo al suelo. Influyen
significativamente en estos cambios el tipo de terreno,
los cambios de rugosidad superficial y los obstáculos
presentes.

48. Variación de la Velocidad con la altura
1.- Rugosidad del terreno
Variación del perfil de velocidad del viento para diferentes tipos
de rugosidad

49. Para caracterizar las condiciones de un terreno, se define el parámetro Zo, denominado
longitud de rugosidad. En tal sentido, para establecer los valores de la rugosidad del terreno
Clases y longitudes de rugosidades.
Índice de energía
(%)
0 100
0,5 73
1 52
1,5 45
2 39
2,5 31
3 24
3,5 18
4 13
1,6
Superficie de agua. Terreno abierto, superficie lisa
Pistas de hormigón (aeropuertos), césped
Campos abiertos sin cercados. Edificios muy dispersos. Colinas
suavemente redondeadas
Campos con algunas casas y arbolados de hasta 8 m situados como
minímo a 1250 m
Campos con algunas casas y arbolados de hasta 8 m situados como
minímo a 500 m
Campos con algunas casas y arbolados de hasta 8 m situados como
minímo a 250 m
Pueblos, bosques y terrenos accidentado y desigual
Ciudades con edificios altos
Grandes cuidades con edificios muy elevados
0,03
0,055
0,1
0,2
0,4
0,8
(Z0) (m)
Clase de Rugosidad Tipo de Terreno
Tabla de clases y longitudes de rugosidades.
0,0002
0,0024
Longitud de rugosidad

50. VALORES DE RUGOSIDAD
Tipo de Terreno Z0 (mm)
Muy sueve; hielo o lodo 0.01
Mar abierto en calma 0.20
Mar picado 0.50
Superficie de nieve 3.00
Césped 8.00
Pasto quebrado 10.00
Campo preparado para cultivo 30.00
Cultivo 50.00
Pocos árboles 100.00
Varios árboles, hileras de árboles, pocas construcciones 250.00
Bosques, tierras cubiertas con árboles 500.00
Suburbios 1500.00
Centros de ciudades con edificios altos 3000.00

51. Relación entre la clase de rugosidad y la longitud de rugosidad
viene dada por:
𝑆𝑖 𝑧0 ≤ 0,03 𝑚 → 𝐶𝑙𝑎𝑠𝑒 =
𝑙𝑛 5000 ∗ 𝑧0
𝑙𝑛 150
𝑆𝑖 𝑧0 > 0,03 𝑚 → 𝐶𝑙𝑎𝑠𝑒 =
𝑙𝑛
1000
9
∗ 𝑧0
𝑙𝑛
10
3

52. Cálculo de la variación de la variación de la velocidad con la
altura:
No son aplicables a velocidades instantáneas
Se aplican a velocidades medias, bien sea a corto plazo
(mediciones de 10 min) y largo plazo (velocidad media anual)
Sólo hasta alturas sobre el nivel de mar que no sobrepasen los
100 m
Rugosidad no muy elevadas. Clase 3 máximo

53. Cálculo de la variación de la velocidad con la altura se
distinguen dos situaciones:
Variación con la altura de la velocidad del viento medio o estacionario
Variación con la altura de la velocidad media del viento a largo plazo
En donde:
v’: velocidad estacionaria estimada a la altura z´
V: velocidad estacionaria a la altura de la medición z
𝑣´ = 𝑣
𝑙𝑛
𝑧´
𝑧0
𝑙𝑛
𝑧
𝑧0
Fórmula logarítmica

54. En donde:
v’: velocidad estacionaria estimada a la altura z´
v: velocidad estacionaria a la altura de la medición z
α: coeficiente de rugosidad (z0) del terreno
𝑣´
𝑣
=
𝑧´
𝑧
𝛼
Ley Potencial
Variación con la altura de la velocidad media del viento a largo plazo
Z0 ≤ 0.1 m
Formula aproximada para calcular α:
3
,
0
≤
≤
1
,
0 α
En la práctica
𝛼 = 0,24 + 0,04𝑙𝑛 𝑧0 + 0,003 𝑙𝑛 𝑧0
2

55. 𝛼 =
0,37 − 0,088𝑙𝑛 𝑣𝑧
1 − 0,088𝑙𝑛
𝑧
10
En situaciones en donde sólo se conozca la velocidad media
anual (vz) a una altura z, y sean desconocidas otras
características del lugar, un aproximación del exponente α, se
puede obtener es a partir de la formula de Justus-Mikjail.
En donde:
z: es la altura respecto al suelo a la que sea ha medido la velocidad
media anual
<vz>: velocidad media anual a la altura z (m/s)

56. Variación de los parámetros de Weibull con la altura (k’,c’)
𝑘´ = 𝑘
1 − 0,088𝑙𝑛
𝑧
10
1 − 0,88𝑙𝑛
𝑧´
10
La variación de los parámetros de Weibull, se puede obtener a partir de la
formula desarrollada por Justus-Mikjail.
𝑐´ = 𝑐
𝑧´
𝑧
𝛽
𝛽 =
0,37 − 0,088𝑙𝑛 𝑐
1 − 0,088𝑙𝑛
𝑧
10

57. Influencia del relieve del terreno
Variación del perfil vertical de la velocidad por efecto de la
orografía del terreno

58. Influencia de la forma de elevación del terreno en el perfil del viento.

59. Influencia de los obstáculos
Efecto de un obstáculo de forma no aerodinámica sobre el flujo de viento

60. Influencia de los obstáculos
Efecto de un obstáculo sobre el perfil vertical de la velocidad del viento

61. Las turbulencias de
origen mecánico
Influencia de la turbulencia en los sitios de emplazamiento
Las turbulencias de
origen térmicos
Son factores que influyen en la variación de la velocidad del
viento
La turbulencia, sinónimo de cambios rápidos en la dirección y
velocidad del viento, se manifiesta por los remolinos surgidos
al pasar el viento sobre obstáculos naturales o artificiales.
Cuando se habla de energía eólica, la turbulencia es un
fenómeno indeseable, que reduce la producción de
electricidad y la vida útil de los aerogeneradores

62. La turbulencia es un aspecto muy importante al momento
de seleccionar un lugar o emplazamiento; él mismo debe
contar con las siguientes características :
Elevada velocidad media del viento.
Buena exposición, sin obstáculos, al flujo de aire.
Variaciones diurnas y estacionales moderadas de la
velocidad del viento.
Niveles aceptables de turbulencia y de vientos
extremos.

63. Las turbulencias de origen mecánico
Orografía
Relieve
Obstáculo
Rugosidad
 Una regla práctica general que se pueden seguir a la hora de
decidir el sitio exacto de la instalación es la siguiente: El buje
de la turbina eólica debe estar al menos 10 metros por encima
de cualquier obstáculo que se encuentre en un radio de 100
metros.

64. La intensidad de la turbulencia
 La forma más común de expresar la turbulencia
es mediante la magnitud denominada
intensidad de la turbulencia, I, definida como la
relación entre la desviación típica (estándar) de
la velocidad del viento y la velocidad media
temporal del viento en ese período, según la
fórmula
V
IV



65. La Figura muestra un
ejemplo de las
fluctuaciones de la
velocidad del viento,
medida cada 8 segundos,
durante 10 minutos.
Luego de procesar
estadísticamente estos
datos, se determinó que
la velocidad media es 10.2
m/s y la desviación típica
es 1.63 m/s. Por tanto, la
intensidad de la
turbulencia del viento, en
el período dado de 10
minutos, será 1.63/10.2 =
0.16.

66. Turbulencia y clases de aerogeneradores
según la IEC
 La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC)
define, en su norma IEC 61400-1, tres clases de
aerogeneradores, según su aptitud para resistir
sin deterioro excesivo la acción mecánica de
viento. Los aerogeneradores de la Clase I, son
los más resistentes a la acción mecánica del
viento, en tanto que los aerogeneradores de la
Clase III, son los menos resistentes.

67. Cada clase se caracteriza en primer término por dos
parámetros:
 La velocidad de referencia, definida como la
velocidad extrema del viento sostenida durante un
período de 10 minutos que puede ocurrir
estadísticamente cada 50 años.
 La velocidad media anual del viento.
 Además, la norma IEC 61400-1 establece que
cada clase se presenta en tres categorías: A, B y
C según la intensidad de la turbulencia que
puede soportar el aerogenerador. Los
aerogeneradores de la categoría A pueden
soportar una turbulencia mayor, en tanto que
los de la categoría C pueden soportar una
turbulencia menor.

68.  La turbulencia tolerable para cada categoría de aerogeneradores se
expresa por la intensidad de la turbulencia media anual Iref, definida a una
velocidad media anual del viento igual a 15 m/s, a la altura del buje del
aerogenerador.
Clase de
turbina
eólica
I II III S
Vref , m/s 50 42,5 37,5 Valores
definidos por
el diseñador
Vm = 0,2 Vref 10 8,5 7,5
A Iref/a 0,16/2 0,16/2 0,16/2
B Iref/a 0,14/3 0,14/3 0,14/3
C Iref/a 0,12/4 0,12/4 0,12/4

69. Variación de la intensidad de la
turbulencia con la altura
m
z
ref
V
a
a
I
I
15
1













25
,
15
ln
1
z
Iz



70.  El Modelo Normal de Turbulencia utilizado en la propia norma IEC 61400-1
establece que la desviación estándar de la componente longitudinal de la
velocidad del viento cumple la relación siguiente
1
15
15



a
V
a
I

 Sustituyendo la fórmula
V
IV


1
15
15



a
V
a
I

V
a
a
I
I V
15
1
15




71. Ejemplo
 Sea un sitio con las características siguientes: Velocidad
media anual del viento a la altura del buje, V = 7.00 m/s
y desviación estándar de la velocidad del viento, = 1.55
m/s. Determinar la categoría de aerogenerador
apropiada para el sitio.
 La intensidad de la turbulencia, calculada con la
fórmula , a partir de los datos arriba
mencionados, resulta ser Iv= 0.221.
 Para un aerogenerador de categoría B, la Tabla da a
= 3.
 Sustituyendo valores en la fórmula
se obtiene I15 = 0.172.
V
IV



72.  Este valor es mayor que el límite dado en la Tabla , igual a
0.16.
 Por lo tanto, no es apropiado para el sitio considerado un
aerogenerador de categoría B, porque el nivel de la
intensidad de turbulencia supera lo permisible para la
categoría
 Para un aerogenerador de categoría A, la Tabla da a =
2.
 Sustituyendo valores en la fórmula , se obtiene I15 =
0.160.
 Este valor está en el límite dado en la Tabla , igual a
0.18.
 Por tanto, es apropiado para el sitio considerado un
aerogenerador de categoría A, porque el nivel de la
intensidad de turbulencia es permisible para la
categoría

73. Estudio del Potencial Eólico
Características del viento en el lugar
Selección del emplazamiento.
Estimación de la demanda
eléctrica

74. Estimación de la demanda eléctrica
Vivienda típica de la zona de
estudio. Fuente: Propia
Generador eléctrico de
gasolina. Fuente: Propia
Tipo de equipo
Potencia
(WATT)
Cantidad
Potencia Total
(WATT)
Horas / días
Energía
(Wh/día)
Consumo
(%)
Bombillos de 40W 40,00 3,00 120,00 7,00 840,00 11,76
Bombillos de 60W 60,00 4,00 240,00 7,00 1.680,00 23,52
Computador 180,00 1,00 180,00 5,00 900,00 12,60
Licuadora 350,00 1,00 350,00 1,00 350,00 4,90
Nevera de 10ft 97,00 1,00 97,00 12,00 1.164,00 16,29
Radio 40,00 1,00 40,00 5,00 200,00 2,80
Lavadora 750,00 1,00 750,00 1,00 750,00 10,50
Televisor 90,00 2,00 180,00 5,00 900,00 12,60
Ventilador 10,00 3,00 30,00 12,00 360,00 5,04
1.987,00 TOTAL 7.144,00 100,00
Potencia Total 1.987,00 W Demanda 7,14 kWh/dia
Demanda 30% 9,29 kWh/dia
Demanda Total 3.389,83 kWh/año
TOTAL
Demanda del lugar de estudio.

75. CALCULO DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN
AEROGENERADOR
 La energía producida por un aerogenerador depende
de dos factores
1. La curva de potencia (P-V) del aerogenerador
2. La distribución anual de velocidades del viento
La curva de potencia (P-V)
 La curva de potencia (P-V) del aerogenerador es
facilitada por el fabricante.
 Este referida a las condiciones estándar ISO (150C, 1013
mb) a la que corresponde una densidad de 1,225 kg/m3

76. Aerogenerador Bornay 1500W de los dos (2) palas. Fuente: Catalogó Bornay

77. Aerogenerador BWC XL.1. Fuente: Bergey

78. La distribución anual de velocidades
del viento
 Medida a la altura del eje del rotor
Distribucion de Weibull
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Velocidad (m/s)
P(v)

79.  La energía (E) producida por un aerogenerador durante un
periodo de tiempo (T) viene dada por la integral



0
)
(
)
( dV
V
P
V
p
T
E
 Donde
p(V)- función de densidad de probabilidad de velocidad
de viento en un tiempo T
P(V)- potencia del aerogenerador en función de la
velocidad del viento (curva de potencia)
T-periodo de tiempo considerado un año (8760 horas)

80. Potencia media Pm
 Potencia que debería producir el aerogenerador a lo largo de todo
el período de tiempo T para generar la misma energía que genera
en sus condiciones reales de funcionamiento para ese mismo
período




0
)
(
)
( V
P
V
p
T
E
P

81. A partir de estos dos gráficos se puede conocer la energía
eléctrica que puede obtenerse de un aerogenerador
determinado Curva de potencia
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Velocidad (m/s)
Potencia
(kW)
Distribucion de Weibull
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Velocidad (m/s)
P(v)
Procedimiento numérico
i
i
i V
P
p 


•Donde
Pi – valor de la potencia del aerogenerador para la velocidad
Vi
Pi – valor de la probabilidad para la velocidad Vi
Vi – amplitud del intervalo de velocidad considerado para la integración


D
A
V
V
m dV
V
P
V
p
P )
(
)
(


D
A
V
V
m dV
V
P
V
p
P )
(
)
(

82.  Si en lugar de conocer la función p(V) se dispone de una tabla estadística
de frecuencias (fi) y de clases de velocidad de ancho Vi con centro de
clase en la velocidad Vi, la energía producida durante un tiempo T viene
dada por la expresión:
Donde
fi – frecuencia correspondiente a la clase definida por la velocidad Vi
Pi – potencia producida por el aerogenerador para un velocidad de viento Vi
i
i
m
i
i P
f
P
P
f
T
E 





83. Ley de distribución de Weibull de la velocidad del viento
 V- velocidad del viento, m/s
 p(v)- función de densidad de probabilidad de Weibull
 c- factor de escala, m/s
 K- factor de forma, adimensional






























 k
k
c
v
c
v
c
k
v
p exp
)
(
1
 A partir de la expresión de p(V) se forma la tabla siguiente.
Del procedimiento numérico anterior se deriva el siguiente calculo y tabla:

84. v Pi Weibull Pi horas/año Potencia Energia
1 0,037 322,868733 0 0
2 0,057 499,8120198 0 0
3 0,071 618,5762193 0 0
4 0,079 691,3983163 0 0
5 0,083 725,6879888 43 31204,58352
6 0,083 728,0953309 130 94652,39302
7 0,080 705,1505441 245 172761,8833
8 0,076 663,1910408 388 257318,1238
9 0,069 608,1303684 551 335079,833
10 0,062 545,2360192 738 402384,1822
11 0,055 478,9728401 942 451192,4153
12 0,047 412,9262015 1138 469910,0173
13 0,040 349,7995019 1292 451940,9565
14 0,033 291,4713738 1405 409517,2802
15 0,027 239,094551 1467 350751,7064
16 0,022 193,2185017 1480 285963,3826
17 0,018 153,920212 1455 223953,9085
18 0,014 120,9308831 1425 172326,5084
19 0,011 93,75001199 1376 129000,0165
20 0,008 71,74182946 1343 96349,27697
21 0,006 54,21203727 1308 70909,34475
22 0,005 40,46506406 1271 51431,09642
23 0,003 29,84361675 1239 36976,24115
24 0,002 21,75321019 1212 26364,89074
25 0,002 15,67472787 1187 18605,90198
Total 4538593,942

85. CASO DE UN PARQUE EÓLICO
Energía de salida que puede entregar un parque
eólico formado por un número N de turbinas
E = Et . N donde:
Et- Producción anual de energía de cada turbina. kW-h/año

86. Factores de corrección
 Factor de corrección de la densidad (kd)
Donde
H – altura del lugar sobre el nivel del mar (m)
t – temperatura media anual (0C)
8535
)
273
288
h
d e
t
k











Factor de comportamiento (kc)
 Debido a la pérdida de comportamiento aerodinámico
de las palas del rotor por acción de la suciedad, lluvia,
hielo, nieva, etc

87. Factor por interferencia de obstáculos u otros
aerogeneradores(ki)
Conocido también como eficiencia aerodinámica del
parque, tiene en cuenta las pérdidas de energía del
aerogenerador por presencia de estelas o interferencias
de otros aerogeneradores u obstáculos.
Factor de disponibilidad
El Factor de Disponibilidad del Aerogenerador se considera
bueno cuando es superior al 95%, es decir, cuando el
aerogenerador estará apto para trabajar durante no menos de
8322 horas al año. Los mejores parques eólicos alcanzan
Factores de Disponibilidad superiores a 98%, lo que equivale
a que cada una de sus máquinas sólo está fuera de servicio
durante 175 horas del año.

88. Factor de pérdidas de interconexión
con la red (kp)
Debido a las pérdidas en la línea y equipos de
interconexión con la red eléctrica
Producción de energía real Ereal
Ereal = kt E
Ereal = ( kdkckikakp ) E

89. Ejemplo
 Se desea instalar un parque eólico 20 MW . En
el lugar la temperatura media anual es 120 C y la
altitud sobre el nivel del mar es 1100 m. El
producto de los factores kckakp es 0,9. La
eficiencia aerodinámica estimada es de 0,92 y el
factor de disponibilidad 0,93. Determinar la
producción anual de energía que se pronostica
entregue el parque.

90. CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE
Modelo del aerogenerador VESTAS V39 500 39.0
Potencia Nominal 500 kW
Potencial total a instalar 20 000 kW
Producción anual de energía 1106248.4 kW-h/año
Numero de turbinas a instalar 40
N= Potencia total a instalar/potencia nominal del aerogenerador
Costo del aerogenerador 305 000 USD

91. Solución
 El valor del coeficiente de corrección de la densidad
resulta
8535
)
273
288
h
d e
t
k

























 8435
1100
273
12
288
e 887
,
0

 El factor de corrección total
kt = kdkckikakp = 0,97 x 0,887 x 0,93 x 0,92
kt = 0,73
Ereal-aerog=Kt x Et = 0,73 x 1 106 248,4
= 807 561.33 kWh/año
Ereal-parque = Ereal-aerog x N = 807 561,33 x 40
= 32 303 453 kWh/año

92. Parámetros de funcionamiento de un
aerogenerador
Son parámetros que caracterizan el comportamiento que presenta un
aerogenerador.
 Factor de capacidad (FC)
 Producción específica(E/A)
 Rendimiento estacional del aerogenerador (ηEST)
 FC = E / Pn x 8760
donde:
Pn- potencia nominal instalada. kW
Energía real del parque: Ereal-parque = Ereal-aerog x N
Este valor debe ser mayor que un 20 % para que un parque eólico se
considere preliminarmente factible.

93. Factor de capacidad (FC)
 ¿QUÉ ES EL FACTOR DE CAPACIDAD?
En un aerogenerador con potencia nominal de 1,000 kW (por ejemplo), ésta
es la potencia que puede producir su generador eléctrico cuando el viento
alcanza la llamada “velocidad nominal”, que generalmente es de 13.5 a 14
metros por segundo (de 48.6 a 50.4 kilómetros por hora, respectivamente).
Pero como la velocidad del viento fluctúa durante el día, de un mes a otro,
de una a otra estación del año e incluso de un año a otro, ese valor de
potencia sólo se alcanza durante una pequeña fracción del tiempo total
del año. Por ello, el aerogenerador estará normalmente entregando
valores de potencia inferiores a la nominal. El rendimiento promedio,
conocido como “Factor de Capacidad”, se define como la relación:
FC = E / Pn x 8760

94. En el ejemplo supuesto, si el aerogenerador de 1,000 kW funcionara con un Factor
de Capacidad promedio anual de 20%, es como si funcionara durante el 20% de las
8760 horas que tiene el año (1752 horas al año) a su potencia nominal de 1,000 kW, y
el resto del tiempo no produjera ninguna potencia, o dicho de otro modo, que
funcionara todas las horas del año al 20% de su potencia nominal, o sea, a unos 200
kW. En este caso, además, la energía que el aerogenerador generará a lo largo del
año será:
E = 0.20 x 8760 horas x 1000 kW = 1752 horas x 1000 kW
E = 1,752,000 kWh/año
 25% equivale a que trabaje 2190 horas = 2,190,000 kWh
30% equivale a que trabaje 2628 horas = 2,628,000 kWh
35% equivale a que trabaje 3066 horas = 3,066,000kWh

95.  El Factor de Capacidad es una variable que depende principalmente
de la distribución de frecuencias de las velocidades del viento en un
sitio dado, y de la eficiencia global del aerogenerador que se
instalará.
 Cuanto mayor es el Factor de Capacidad que se estima alcanzará un
aerogenerador en un sitio, a partir de la evaluación del recurso
eólico local, ello indica que se puede obtener mayor energía de la
máquina, y que en consecuencia, su explotación tendrá mayor
rendimiento económico y producirá mayor desplazamiento de
consumos de combustibles fósiles.
 Los mejores sitios del mundo se alcanzan Factores de Capacidad
promedios anuales que no superan el 40%, y los sitios más
comunes en Europa no pasan de 27%.

96.  Una valoración del comportamiento de un aerogenerador se
puede realizar a través del factor de capacidad.
 En la tabla siguiente se muestra una escala elaborada sobre la
base de la experiencia del comportamiento de aerogeneradores
que actualmente están en operación
Factor de capacidad (FC) Valoración
Mayor de 0,5 Extraordinario
0,4-0,5 Excelente
0,3-0,4 Muy bueno
0,25-0,3 Bueno
0,20-0,25 Aceptable
Menor de 0,2 Insuficiente

97. Rendimiento estacional del aerogenerador (ηEST)
 Relación entre la energía producida (E) durante un
periodo de tiempo T y la energía eólica disponible (Ed)
en el viento para ese mismo periodo de tiempo T
d
m
d
EST
P
P
E
E



Donde
Pm – potencia útil media anual de funcionamiento del aerogenerador
Pd – potencia eólica disponible media anual
3
)
(
2
1
m
d V
FPE
A
P 


98. Producción específica (E/A)
 Relación entre la energía útil (E) producida durante un
periodo de tiempo T, por unidad de área barrida por el
rotor del aerogenerador. Para este periodo de tiempo se
suele tomar un año (8760 horas)
 De acuerdo a las estadísticas , para grandes
aerogeneradores entre 250 kW y 1500 kW y velocidad
media anual comprendida entre 5 y 10 m/s medida a la
altura del buje del rotor, la producción específica
anual se puede estimar de forma aproximada a partir
de la fórmula
)
/
(
935
287 2
m
kWh
V
A
E
m 


99. Ejemplo
 Para un aerogenerador que produce 1106 248.4 kWh/año
además se conoce que la velocidad media es de 6,76 y el factor
k de la distribución de Weibull vale 2,85 a la altura del buje; el
dinámetro de 39 m y la potencia nominal de 500 kW;
entonces a partir de los datos se desea calcular los parámetros
de funcionamiento:
1. Rendimiento estacional anual (ηEST)
2. Factor de capacidad (FC)
3. Horas equivalentes anuales a plena carga (HE).
4. Así mismo se desea comparar la producción específica real,
obtenida a partir del resultado del ejemplo, con el resultado
que se encuentra usando la expresión aproximada

100. Para la distribución de Weibull con k = 2,85, calculamos
en primer lugar la potencia eólica media disponible,
según la expresión
FPE
v
A
Pd




3
2
1



















k
k
v
v
FPE
1
1
3
1
3
3
3
Para k = 2,85, FPE resulta 1,43
= ½ x 1,225 x 1,43 x 6,763
= 271 W/m2
P
d = 271 x 0,786 x 392
P
d = 323 982,13 W = 323,982 kW
FPE
v
A
Pd




3
2
1


101.  Ed = Pd x 8760
 Ed = 323,98 x 8760 = 2 838 064 kWh/año
 E = 1106248.4 kWh/año
Rendimiento estacional anual (ηEST)
 ηEST = 0,389
Se convierte en energía eléctrica el 38,9% de la energía contenida en el
viento
d
m
d
EST
P
P
E
E




102. b)Factor de capacidad(FC)
 FC = E / Pn x 8760
 FC = 1106 248.4 /500 x 8760
 FC = 1106 248.4 /4 380 000
 FC = 0,252
Mediante la ecuación FC = 0,07 Vm – 0,2
FC = 0,07 x 6,76 – 0,2
FC = 0,272 ( coincidencia aceptable)
c)Horas anuales equivalentes (HE)
 HE = 8760 x FC = 8760 x 0,252
 HE = 2207,52 horas

103. d)Producción específica anual (E/A)
Mientras que la estimada a partir de la expresión
Esto representa una diferencia de un 7,4%, valor aceptable
para una primera aproximación de la producción energética
del aerogenerador
2
/
925
1195,5
1106248.4
m
kWh
A
E


)
/
(
935
287 2
m
kWh
V
A
E
m 

2
/
1005
935
76
,
6
287 m
kWh
x
A
E




104. Tema 5
Análisis Económico y de factibilidad
PROYECTO DE UN PARQUE
EÓLICO

105. FASES DEL PROYECTO
 Fase de identificación. Supone la existencia de un viento
favorable, ausencia de incompatibilidad ambiental y
urbanística, ausencia de restricciones en cuanto a
infraestructura eléctrica, ausencia de restricciones en
cuanto a obra civil, entre otros. Esta fase supone un
trabajo de gabinete no asociado a altos costos
 Fase de medición, que comienza con la elección de un
punto o puntos adecuados para las mediciones del viento.
Las mediciones deben llevarse a cabo durante al menos un
año ininterrumpidamente

106. • Evaluación del recurso eólico, a partir de las
mediciones realizadas. Cuando se cuenta con
mediciones de al menos un año en un emplazamiento,
se está en condiciones de hacer una valoración del
recurso eólico. Para ello se utilizan modelos que
representan el campo de vientos a diferentes alturas en
un área de estudio a partir de los datos recogidos en
uno o varios puntos.
• Ingeniería y proyectos. A partir de la evaluación del
recurso, se está en condiciones de definir la instalación
en términos de cantidad y ubicación de los
aerogeneradores, tipo de los mismos y alturas más
adecuadas de los ejes. Además, se podrá estimar la
producción de cada uno de ellos.

107. •Estudio de impacto ambiental, esencial en el mundo de
hoy, donde se ha comprendido la importancia de preservar
el medio ambiente todo lo posible. Tales estudios, iniciados
desde el primer momento, se toman en cuenta en todas las
fases del proyecto.
•Autorizaciones y licencias, según la legislación vigente, y
teniendo en cuenta todas las instituciones interesadas.
•Construcción del parque.
•Explotación. Esta fase consta de las actividades de
operación y mantenimiento, en sucesión permanente

108. ANALISIS ECONÓMICO DE UN
PARQUE EÓLICO
Análisis de viabilidad técnica y económica
 Estudio de emplazamientos
 Estudio de los vientos
 Selección del número y tipo de aerogeneradores
 Evaluación de la energía que puede obtenerse
 Otros aspectos (mantenimiento, fiabilidad,
disponibilidad, tec

109. Dos tipos de proyectos
 Producción de electricidad para su entrega a la red
eléctrica
El análisis se centra en comparar los resultados
económicos con otro tipo de central: hidráulica, térmica,
grupo electrógeno, gas o nuclear
 Proyectos basados en la sustitución de la energía
eléctrica producida por otro tipo de fuentes propias
(grupo electrógeno, paneles fotovoltaicos, etc..) por la
obtenida por un aerogenerador
 Este tipo de proyecto corresponde a aerogeneradores de
pequeña y mediana potencia (hasta 50 kW) usados para
bombeo o producción de electricidad

110. Factores principales que intervienen en la economía de
un proyecto de parque eólico
 Factores eólicos: potencial eólico del lugar y régimen de
vientos
 Factores de diseño del parque: número y tipo de
aerogeneradores, altura de las torres, configuración del
parque
 Factores de ubicación: infraestructuras necesarias,
distancia de interconexión de la red eléctrica, requisitos
de interconexión (niveles de tensión, calidad de la
corriente eléctrica)
 Factores ligados a la explotación: fiabilidad y
disponibilidad de los equipos, mantenimiento de los
mismo, etc..)

111.  Costo de inversión
 Costos de explotación (operación y mantenimiento)
 Precios de venta de la electricidad
 Costos del combustible
 Legislación sobre la interconexión a la red y la venta de
energía eléctrica
 Condiciones y costos de financiación
 Escenario económico: tipo de interés y tasa de
inflación

112. Costos a estimar en el análisis económico
de un parque eólico
 Costos de inversión: construcción del parque eólico e interconexión con la
red
 La construcción del parque se inicia con las obras necesarias para
crear las vías de acceso, sobre las cuales llegarán los vehículos
transportando los grandes componentes del aerogenerador y la
pesada grúa requerida para su montaje. Ello requiere también
rehabilitar las vías conexas, que en muchos casos no tienen las
condiciones apropiadas

113.  La construcción del parque propiamente dicho se inicia con
las excavaciones para los cimientos de los aerogeneradores.
En la figura se muestra la perforación de los pozos para la
voladura del foso para los cimientos de un aerogenerador de
900 kW del parque eólico Wigton. Ademas de una vista de
la parte más externa del foso para la cimentación, de 7.6
metros de profundidad, con parte del encofrado instalado.

115.  Mientras se completan los cimientos, llegan al sitio los
componentes de los aerogeneradores. Cada aerogenerador
viene desarmado en grandes bloques, para facilitar su
transporte desde la fábrica, primero por barco y luego en
camiones especiales, aptos para cargas de grandes
dimensiones y peso.

119.  Luego del montaje de los aerogeneradores, el parque eólico
está aún lejos de terminarse, pues faltan por realizar, entre
otras, las instalaciones eléctricas, que comprenden una
subestación para entregar la energía eléctrica a la red
nacional o local, el sistema de cableado y sus conexiones, así
como la puesta a punto del sistema de control automático, y
los enlaces de comunicación con el puesto de mando remoto
para la conformación del llamado sistema SCADA

120. Costos a estimar en el análisis económico
de un parque eólico
 Costos anuales de explotación: operación y
mantenimiento
 Costos anuales de financiación: interés del capital
Costos de inversión
 Costos de viabilidad: análisis de emplazamiento y
régimen de vientos, diseño preliminar, análisis de
impacto ambiental, estimación de costos, estudio
de rentabilidad, preparación de informes, gestión
de proyectos, etc..

121.  Costos aspectos jurídico-económicos asociados a la puesta
en marcha del proyecto: negociación de la venta de
electricidad, permisos legales, derechos de uso del terreno,
financiación del proyecto, etc..
 Costos de ingeniería: ingeniería eólica, mecánica,
eléctrica, civil.
 Costos de equipamiento eólico: aerogeneradores y equipos
auxiliares, transporte e instalación de los mismos
 Costos de otros equipos e infraestructuras varias:
cimentaciones y obra civil, subestación transformadora y
línea de interconexión con la red eléctrica, accesos, etc.
 Costos varios: seguros, etc.

122. Contribución de cada tipo de costo en el costo
total de inversión
Tipo de costo Gran parque
eólico
Pequeño
parque eólico
Generador
aislado
Viabilidad Menos de 2% 1-7 % Proyecto
específico
Jurídico-
económico
1-8 % 4-10 % Proyecto
específico
Ingeniería 1-8 % 1-5 % Proyecto
específico
Equipos eólicos 67-80 % 47-71 % Proyecto
específico
Otros equipos 17-26 % 13-22 % Proyecto
específico
Varios 1-4 % 2-15 % Proyecto
específico

123. Estructura de los costos de inversión de parques eólicos
entre 5 y 20 MW
Concepto % Concepto %
Aerogeneradores 60-70% Obra civil 8-13 %
Equipo eléctrico 8-12 % Interconexión 6-8 %
Instalaciones 1-2 % Ingeniería 2-4 %
Costos financieros 1-2 % Varios 1-3 %

124. Operación y Mantenimiento
Mantenimiento preventivo
Mantenimiento por roturas o
correctivo

125. Los propósitos primarios de los lubricantes son:
 Reducción de la fricción
 Reducción del desgaste
 Enfriamiento
 Prevenir la corrosión
 Sellaje
 Amortiguación de choques
Mantenimiento preventivo

126. Inspección
Los 5 principales objetivos para la inspección son
asegurar:
 Niveles adecuados de fluidos en cajas multiplicadoras y
otros recipientes
 La seguridad y torque requeridos en las conexiones
 Las presiones correctas en los sistemas hidráulicos y
neumáticos
 Identificación de los componentes deteriorados y su
reparación o reemplazo antes de la falla
 El funcionamiento de los sensores

127. Costos de explotación (operación y mantenimiento)
Los costos de operación y mantenimiento dependerá
de lo siguiente:
Localización del parque eólico
Número de aerogeneradores
El tipo de aerogenerador instalado
El alcance del trabajo que cubre la Operación y
Mantenimiento
Disponibilidad del sistema de monitoreo
centralizado

128. Los costos de O y M de un aerogenerador pueden estimarse de forma
aproximada según:
 Aerogeneradores de mediana potencia: 3% inversión inicial
 Aerogeneradores de gran potencia (más de 600 kW):
1,0-1,25 % del costo del aerogenerador Incluye el costo de los
repuestos requeridos pero excluye los costos de seguro
EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD ECONÓMICA DEL SITIO ANALIZADO
Para este análisis se comienza con algunos criterios a ser considerados como:
•Fc = Factor de capacidad debe ser > a 20% para considerarlo preliminarmente factible.
•Costo de la electricidad producida

129. Cg = Costo unitario de la electricidad
Producida
Cg = C x ( R + M ) / E
E = Energía total producida por el
parque
M = Costo anual de operación y
mantenimiento, como una razón del
costo anual de la inversión
= 2,5% de C
C = Costo de la inversión C = NxC1+NxC1x(C2+C3+C4+C5)
C1 = Costo cada aerogenerador.
C2 = Costo líneas y equipamiento
eléctrico 7%.
C3 = Costo de cimentaciones y accesos
viales 12%
C4 = Costos de montaje y servicios de
ingeniería. 8%
C5 = Transportes y fletes 10%.
R = Factor de recuperación de la
inversión, definido por la ecuación
siguiente
R = r / (1-(1+r)) -n
r = Tasa neta de retorno
13%
n = años de vida útil. 20 años